准确把握区域能源消费碳排放的差异化关键领域和异质性减排抓手是实现“双碳”目标的重要前提。为了进一步厘清区域能源消费碳排放时空特征及影响因素,以川渝地区为例,兼顾化石能源燃烧和区域电力调配两大单元构建能源消费碳排放清单,基于Kaya恒等式和LMDI模型实证检验多元影响因素的作用效应。研究结果表明：① 2015—2022年四川能源消费碳排放量呈下降趋势,而重庆呈上升趋势,这由于可再生能源的资源禀赋差异。从部门构成上看,能源加工转换碳排放集中于火力发电和供热。终端消费中工业为第一大排放源,其次是交通运输业和居民生活,商业和其他服务业也不容忽视,农业和建筑业碳贡献较小。四川通过外输大量水电在保障能源供需安全的同时推动低碳发展,重庆依赖外部电源出力而间接增加碳贡献。② 能源消费结构为抑制因素,其对四川碳减排的贡献逐年增加但对重庆影响较小。能源消费强度为减缓碳排放的关键因素,2016—2017年得益于能源“双控”考核其抑制作用出现峰值。对于四川产业结构为抑制因素且影响逐步减小,对于重庆其影响随着第二产业占比变化而先升后降。经济发展为加速碳排放的关键因素,在低碳新格局下影响逐年减小。人口发展效应取决于规模、文明和配置效应的综合影响。

为了评估国内天然气余压发电的碳资产开发潜力,使天然气余压发电方法学符合生态环境部备案要求,通过实际调研和行业分析,根据CCER方法学编制大纲的要求,参考CDM等碳信用体系的方法,对天然气余压发电CCER方法学编制的关键点进行分析研究,提出天然气余压发电方法学编制关键要素,形成额外性、监测管理的设计。研究结果表明：① 通过分析油气田、长输管线和门站等各环节蕴含的天然气余压发电潜力和碳资产开发潜力,给出了天然气余压发电潜力数据（145.73 × 10⁸ kWh／a）以及相应的碳资产开发潜力数据（811.44 × 10⁴ tCO₂e／a）;② 在方法学额外性设计方面,首先明确了用于比较额外性的基准线情景,在结合发电潜力分析结论和实施现状对比的基础上,提出直接采用免予论证的方式;③ 在方法学监测设计方面,遵循可信、准确和保守性原则,描述了监测所需的项目边界,并根据减排量计算方法,确定设计阶段和实施阶段应当分别纳入监测的参数、数据,以及保证监测质量的方法。

氢能产业与碳交易市场同为企业实现低碳排放目标和社会低碳转型的重要手段。为了有效激发氢能产业的碳减排潜力、实现氢能产业高质量发展,在梳理中国氢能产业和碳交易市场发展概况的基础上,分析了氢能产业参与碳交易市场存在的现实问题,进而提出了相应的对策和建议。研究结果表明：① 氢能作为清洁无碳的能源,具有显著碳减排潜力,是实现深度脱碳的重要途径;② 氢能产业参与碳交易市场面临碳交易市场覆盖有限、氢能产业链不完善、碳排放核算方法待提升等局限;③ 将氢能产业纳入碳交易市场范围、完善氢能产业链体系和提升氢能产业碳减排核算方法等能够激发氢能减排潜力,实现两者的深度融合。结论认为,通过氢能产业参与碳交易市场,有助于推动氢能产业与碳交易市场的协同发展,实现能源结构优化。

氦气作为关系国家安全和高新技术产业发展的战略性稀有气体资源,在科学研究、医学、航空和其他高科技行业均有着不可替代的作用。近年来中国氦气供应持续紧张,为了进一步降低氦气对外依存度,缓解国内氦气供应的严峻形势,防止将来氦气供应受制于人,通过广泛文献调研和数据整理分析,对国际上主要产氦国氦气勘探开发成果、提氦产能建设与供需形势进行了总结和梳理,综述了国外氦气资源分布、产量、市场发展现状和存在的问题,深入剖析了中国氦气产业发展现状和面临的问题与挑战。研究结果表明：① 中国氦气对外依存度极高,供应长期依赖进口,绝大部分进口资源掌握在美国、卡塔尔、澳大利亚等外商企业手中,在市场供应上上述国家占据绝对优势地位;② 中国氦气资源安全形势严峻,建议油公司高度重视氦气资源潜力评价和开发可行性研究,把氦气作为现有油气资产的重要补充,加强国内外富氦天然气藏勘探和开发力度,氦气产业将具有广阔的发展前景;③ 构建多元化氦气供应体系,缓解国内氦气供应的紧张局面,有效应对氦气市场变化,防止被恶意限制供应。

为了顺应能源变革与转型大势,促进油气行业高质量发展,结合油气企业资源基础和生产经营现状,分析了油气与新能源融合发展的战略意义,讨论了中国油气与新能源融合发展的模式与场景应用,研判了发展方向和实现路径。研究结果表明：① 油气与新能源融合发展对国家能源安全供应、“双碳”战略目标实现、新型能源体系构建以及油气产业发展均具有重要意义;② 需妥善处理好发展和减排、短期和中长期的关系,以“稳中求进、以进促稳”支撑油气产业绿色转型;③ 立足油气主业,布局新能源业务,形成生产用能清洁替代,促进“油、气、风、光、热、储、氢”多能综合利用;④ 遵循“油气优先、协同互促”的原则,按照“示范探索—规模推进—深度融合”三步走的路径方式,深入推进油气与新能源融合发展。在此基础上提出了保障融合发展的对策措施：① 加速“政策融合”,强化政策支持和规划引领;② 加速“技术融合”,深化技术研发与融合创新;③ 加速“智慧融合”,构建智慧能源管理新模式;④ 加速“跨界融合”,跨产业协同创效互促共进,为推动油气产业降碳、扩绿、增智蓄力注能。

能源不仅是全球经济发展的物质基础,同时也成为全球CO₂减排过程中无法规避的重要领域。为了统筹推进“双碳”目标下油气资源安全和油气地质调查,采用供需平衡分析法,对中国油气资源的供应现状进行了调研,进而针对中国油气资源安全所面临的问题提出了策略及建议。研究结果表明：① 预测到2030年中国石油消费量达峰供需缺口约为5.75 × 10⁸ t,到2050年中国石油供需缺口大约为0.95 × 10⁸ t,到2060年供需缺口大约为0.25 × 10⁸ t;② 预测到2030年中国天然气供需缺口大约为3 000 × 10⁸ m³,到2040年天然气达峰供需缺口大约为3 500 × 10⁸ m³,到2060年供需缺口大约为1 000 × 10⁸ m³;③ 中国油气资源安全面临高对外依存度、消费总量高、消费结构不合理、石油天然气的杠杆和战略支点作用不容忽视等4大挑战;④ 坚持油气地质调查工作的定位、优化油气地质调查的部署思路、调整油气地质调查的重点目标任务、优化油气地质调查考核制度等4条措施,有助于提高中国油气地质调查工作的效率。

为了研究氢能汽车储氢装置在室内车库发生意外泄漏时氢气的聚集特性,使用虚喷嘴模型联合高压容器泄漏动力学模型建立了高压储氢气瓶的泄漏参数计算方法,并利用Matlab计算得到了容积为120 L、储存压力为70 MPa的储氢气瓶泄漏时瓶内压力、泄漏流率等参数的变化,并将其作为边界条件反映在Fluent数值模型中,建立了车载高压储氢气瓶氢气泄漏扩散的数值模型,模拟研究了储氢气瓶在不同泄漏孔大小、泄漏车辆停放位置和泄漏口气体流动状态三因素的影响下,室内空间氢气浓度分布情况。研究结果表明：① 在储氢气瓶泄漏过程中,空间内可燃氢气云团体积会出现峰值,随后逐渐减小,泄漏孔径越大,空间内氢气体积越大,聚集时间越长;② 在车库角落处发生泄漏时,氢气云团平均浓度最高,氢气体积最小;③ 泄漏口氢气为浮力主导时,氢气在天花板处呈圆弧形扩散,有利于氢气传感器的布置和泄漏源的定位,泄漏口氢气为动量主导时,空间内氢气体积最大,并且大量氢气聚集于车辆底盘下方。

为了回收和利用天然气净化厂的碳资源,通过对天然气净化厂碳资源的分布现状和回收的难易程度以及国内现有二氧化碳回收技术进行分析研究,确定了天然气净化厂碳资源的回收范围、回收方式以及回收工艺,并提出了天然气净化厂碳资源利用的应用展望。研究结果表明：① 天然气净化厂具有丰富的碳资源,其来自于原料天然气中夹带的二氧化碳和生产装置运行过程中天然气燃烧产生的二氧化碳;② 天然气净化厂绝大部分碳资源均可回收,其可回收的碳资源有产品天然气中的二氧化碳、过程排放的二氧化碳以及天然气在工业炉内燃烧产生的二氧化碳;③ 天然气净化厂应优先采用醇胺溶液化学吸收法回收碳资源。基于研究结果,结合天然气净化厂工艺装置现状,对天然气净化厂碳资源的利用提出了5个方面的应用展望：① 降低二氧化碳脱除率,提高商品气率;② 替代氮气用作吹扫气和保护气;③ 二氧化碳产品;④ 以二氧化碳为原料制作化工产品;⑤ 碳排放权交易及二氧化碳封存。

碳中和已成全球共识,世界能源体系正加速向低碳化演变。中国能源发展进入新时代,“双碳”目标成为经济社会发展根本遵循,作为碳排放主要来源的能源行业正大力实施绿色低碳发展战略,但要实现“双碳”目标,需建立统一规范的碳排放统计核算体系,并对碳排放量进行科学预测。选取天然气生产企业的碳排放核算及预测方法作为研究对象,基于天然气生产企业作业链,系统性梳理出天然气勘探、开发、处理、输送各环节的碳排放特征,并归类为化石燃料燃烧排放、火炬系统燃烧排放、工艺放空排放、电力消耗隐含排放等四大碳排放源,建立起碳排放核算与预测方法。通过选取四川盆地典型的常规气、页岩气、高含硫气藏进行实例测算与分析,研究结果表明：① 鉴于不同类型气藏生产的碳排放结构和强度存在较大差异,为保证核算和预测结果的可靠性,对于涉及到多种类型气藏开发的企业,在碳排放核算和预测时要分类进行,并加强基础数据的统计与监测;② 在能耗双控向碳排放双控转变的大趋势下,为促进油气行业的高质量发展,在建立碳排放双控指标时,应以碳排放强度指标为核心,以碳排放总量指标为辅,针对不同类型的气藏、建立不同的碳排放强度动态标准;③ 天然气生产企业既是甲烷的主要生产供应者、也是甲烷排放者,应加强对甲烷减排控排措施的研究。结论认为,该研究成果可以为天然气行业建立更为科学合理的碳排放核算与预测方法体系提供参考和借鉴。

碳捕集、利用与封存（CCUS）是全球公认的最具商业化应用潜力的碳减排技术,在助力中国如期实现“双碳”目标过程中将发挥重要作用。碳捕集、利用与封存-提高天然气采收率（CCUS-EGR）是油气田企业同步推动老气田提高采收率和实现碳达峰碳中和的可行性路径,对于油气田增储上产和碳达峰具有重要意义。构建CCUS-EGR全产业链经济评价方法,是CCUS-EGR项目示范及未来产业化发展的基础。为此,基于CCUS-EGR全产业链流程,构建了包含捕集压缩模块、运输模块、注入封存模块、分离回注模块、风险监测模块等CCUS-EGR全产业链经济评价模型,并以重庆合川某电厂-WLH气田的全产业链项目为案例进行验证。研究结果表明：① 天然气价格、生产工况、碳交易价格、运行成本对于全产业链效益具有显著影响,其中生产工况（换气比）和碳交易价格敏感性最高,其次是运行成本与天然气价格;② CCUS-EGR增产带来的资源收益可显著增加全产业链的总效益;③ 碳排放权交易价格对全产业链效益至为重要,将CCUS-EGR净碳减排量投入碳交易市场可有效促进项目收益率提升。最后,为了提高CCUS-EGR项目全产业链经济效益,提出了继续深化CO₂有效埋存的技术研究、加快CCUS-EGR方法学的研究与建立、出台CCUS-EGR量化核证标准和产业支持政策等建议。

随着“双碳”目标的推进,新能源逐渐代替传统化石能源已成必然趋势。为了推动传统能源与新能源融合发展,在分析总结2022年全国新能源和传统化石能源发展存在问题的基础上,提出了两者相辅相成、优势互补的措施建议。研究结果表明：① 可再生能源生产占比和消费占比快速提升,开发利用步伐加快,已成为我国能源增长的新动力,煤炭消费占比下降,但生产总量仍是能源主力军;② 新能源距离遥远、分布不均,且风电、光伏等新能源仍存在随机性和波动性,无法稳定供能,传统能源对外依存度过高,进口价格和进口量存在不确定性,无法自给自足,因此目前只有两者优势互补,才能真正确保国家能源供应安全;③ 为实现新能源与传统能源共荣共生,下步需着力深化以市场化为导向的能源体制机制改革,充分发挥市场在资源配置中的基础性作用,推动新能源与传统能之间协调发展。

为了有效推进天然气发电与新能源发电的融合发展,通过分析天然气发电与新能源发电融合发展的可行性与必要性,对融合发展思路和发展模式进行探索研究,建立了天然气发电与新能源发电融合的商务模式和盈利模式,最后形成了天然气发电与新能源发电融合发展策略建议。研究结果表明：① 天然气发电与新能源发电融合发展商务模式必须要充分考虑融合各方在资金流、信息流、物流等各方面的优势能力和需求,突出各方专长,“三流”同享,共同促进天然气发电与新能源发电融合发展;② 天然气发电与新能源发电融合发展盈利模式要在“三流”同享的商务模式下,融合各方在充分考虑自身人、财、物等投入,成本结构,收入构成及目标利润完成情况下,推动实现价值共创、利益共生、利润共享;③ 深入剖析融合发展的外部环境,准确定位融合发展项目,共商确定融合发展商务模式和盈利模式是促进天然气发电与新能源发电有效融合发展的途径。

随着“双碳”目标提出,可再生资源、天然气等低碳能源的发展将成为未来能源发展的主流。川渝地区拥有资源禀赋优势,在天然气行业具有巨大的发展潜力和空间。为了推进川渝地区天然气的快速发展,对天然气行业发展现状进行调研,分析影响天然气行业的各种因素,有针对性地提出了下步发展建议。研究结果表明：川渝地区天然气行业影响因素主要有天然气市场供需影响、经济发展态势影响、能源产业规划布局影响以及国家及地方能源政策影响。立足川渝地区的资源状况和天然气市场结构,提出以下四项建议：① 积极推进天然气基础设施建设,包括完善川渝地区储气库等基础设施建设、完善天然气（页岩气）生产基地建设和打造天然气示范利用区;② 加快行业数字化转型与智能化发展创新;③ 主动适应天然气行业体制改革措施;④ 加快从传统能源向“油气氢电”综合能源转型发展,包括加快推进新能源产业融合发展、加大氢能产业布局和推动天然气发电利用“降碳增效”。

“双碳”背景下,川渝地区CNG业务发展增速放缓。为了顺应能源大势,推动川渝地区CNG加气站高质量、可持续性发展,分析了当前该地区CNG业务面临的主要挑战。研究结果表明：① 外界新能源冲击导致行业竞争加剧,川渝地区CNG市场拓展空间受限;② 川渝地区CNG业务自身产业基础薄弱,发展动力疲软。基于上述研究,提出了“双碳”背景下川渝地区CNG业务发展转型建议：① 加快CNG加气网站建设;② CNG加气站就地增设充换电站、加氢站;③ 扩展LNG加注,实现两用加气;④ 拉动非气产品营销。结论认为：车用能源向电气化、氢能化转型已成为一种必然趋势,但基于川渝地区天然气产业链成熟,川渝地区CNG业务发展前景依然可期,燃气经营企业以后发展必须是向“油气氢电服”综合能源服务商转型。

为了实现“双碳”目标,我国将加快能源结构向清洁低碳转型。氢能具有“零碳排放”的优势,被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。天然气是最为清洁的化石能源,在能源转型过程中将持续发挥重要桥梁作用和平衡作用。结合中国的发展现状,天然气产业与氢能产业协同发展是现在最理想的道路。为了推动能源革命和科学制定天然气产业与氢能产业协同发展的战略,以川渝地区为研究对象,分析了天然气产业与氢能产业协同发展的必要性,指出了其协同发展的机遇与挑战。研究结果表明：① 在“双碳”目标推动下,油气行业实现转型是必然之势;② 天然气产业与氢能产业有着密不可分的联系,在我国逐渐加大对氢能的利用过程中,天然气产业和氢能产业的协同发展势不可挡;③ 政策红利、资源禀赋、产业基础、区位优势为两产业融合提供助力;④ 氢能发展缺乏定位和体系、两产业链的纵向延伸和横向融合、基础设施建设是两产业融合亟待解决的难题。

二氧化碳捕集利用与封存技术（CCUS）是化石能源实现大规模碳减排并最终实现碳中和目标的兜底技术,但是高成本、低收益难题制约了CCUS产业的规模化发展。为了推动川渝地区CCUS产业的发展,系统梳理了CCUS国内外产业发展政策,以一个假定的CCUS-ERG示范项目为例,开展投资成本分析,并测算不同政府补贴和碳价下的项目经济性,为川渝地区CCUS示范项目支持政策提供参考。研究结果表明：① 在中碳价情形下,达到盈亏平衡的政府补贴水平为145.50~285.50元／t;② 扩大地质封存规模有利于降低补贴水平,在中碳价情形下,将回注CO₂规模扩大一倍,达到盈亏平衡的政府补贴水平可减少30~80元／t。最后,为更好推动CCUS产业示范和规模化发展,做大CCUS项目规模实现成本下降,提出3个方面的对策建议：① 川渝地方政府加快制定支持CCUS产业发展的政府补贴、产业基金、低息贷款等政策;② 推动CCUS与碳交易市场的链接,通过CCER或地方CER来实现CCUS项目的碳价收益;③ 通过源汇匹配,链接内外部碳源和碳汇,做大CCUS项目规模实现成本下降。

氢能作为一种可再生清洁的二次能源,得益于资源丰富、来源广泛、利用形式多样,是我国构建现代清洁能源体系的接替能源。车用加氢站是为氢能汽车或氢气内燃机汽车等储氢瓶充装氢燃料的专门场所,是实现氢能普及使用的重要载体。车用加氢站的核心设备是压缩机、储氢系统和加氢机。为了充分认识氢气压缩机在车用加氢站中的地位和作用,以车用加氢站中压缩机选型为研究对象,分析了压缩机选型要点及测度,并列举西上海和浙江嘉善两座加氢站选择压缩机的实证,表明两座加氢站根据实际选择的压缩机各有优点。研究结果表明,加氢站压缩机选型的关键点包括：① 压缩机的排量大小;② 压缩机的整撬设计;③ 压缩机的级数比、设计工况、冷却方式等。进而对车用加氢站压缩机的不同使用场景提出了如下建议：① 有5~20 MPa氢气源建议选择隔膜压缩机;② 加注量稳定或变化不大的加氢站建议选择隔膜压缩机,以减少固定成本投资;③ 针对特殊的工况,如频繁启停、不同压力等级加注等情况,建议选用液驱压缩机。

“碳达峰碳中和”（以下简称“双碳”）目标的提出,对我国天然气的发展提出了新的要求,在能源消费结构向可再生能源转变的过程中,天然气作为清洁低碳的化石能源将发挥重要的过渡作用,同时,对城市燃气、天然气发电、工业燃料和化工原料等天然气利用工程产生重要影响。为了促进我国天然气产业的健康发展、支撑“双碳”目标的实现,在分析国内天然气发展现状及国际资源供需情况的基础上,总结出我国天然气产业在新的形势下面将临着国内资源不足、国际资源获取难度增加、市场形成价格机制不健全、基础设施不完善等几个方面的挑战,并提出有利于我国天然气产业发展的建议。研究结果表明：① 重点关注能源供应安全。资源端关键推动国产气增储上产,深化上游的改革,鼓励非常规气田的开发,加强与国际资源国的合作,构建多元进口渠道,在消费端推动终端市场改革,提高天然气综合利用效率;② 继续深化天然气市场化改革,加强用户分类管理,发挥政府宏观管控作用,综合利用行政手段保证涉及国计民生的用户需求,发挥好市场的资源配置作用,对市场化程度高的用户需求,让供应商和用户承担主体责任,市场形成价格,构建动态平衡的供需关系;③ 统筹规划全国天然气基础设施,加快储气能力建设,统一建设、统一运营天然气管网和LNG接收站,规避地区间的局部资源和基础设施的不平衡,提高基础设施利用效率。

绿色低碳转型发展是能源发展的必然趋势,推动我国新能源发展迈入快车道。川渝地方政府高度重视践行“碳达峰、碳中和”（以下简称“双碳”）国家战略,并结合自身的资源优势、产业优势,加快推进清洁能源示范省建设。川渝地区是全国重要的优质清洁能源基地,水能及天然气资源十分丰富。为了推动川渝地区绿色低碳转型升级,实现绿色产业加快发展,助力“双碳”目标尽快实现,以川渝地区天然气与新能源融合发展的资源基础进行潜力分析,结合天然气的技术特性及其在“双碳”目标下的定位和作用,提出川渝地区天然气与新能源融合发展的路径。研究结果表明：① 天然气横向融合发展模式,指的是天然气与其他不同品类能源的融合,突出不同能源之间的互补性、耦合性,主要包括天然气与水电、风电、光电及氢能的多能融合发展模式;② 天然气纵向融合发展模式,指的是天然气与产业链延伸资源的融合,突出天然气开发过程中产生的相关资源的回收利用,主要包括天然气与余压资源、伴生资源及CCS／CCUS的融合发展模式;③ 从政策支持、试点示范、战略联盟、联合技术攻关等4个方面发力,可以推动川渝地区清洁能源产业壮大发展,助力地区高质量发展。

能源生产和消费活动是我国温室气体的重要排放源,“碳达峰、碳中和”（以下简称“双碳”）目标的提出将对能源行业发展带来深刻的影响。为了测算双碳目标视角下中国能源行业的低碳经济效率,采用包含非期望产出的超效率SBM模型（Undesirable-Super-SBM Model）,将能源、经济和环境因素纳入低碳经济效率评估体系,选取煤炭开采和洗选业、石油和天然气开采业、石油煤炭和其他燃料加工业、燃气生产和供应业为主要研究对象,基于包含更多自由度和样本可变性的面板数据,对中国能源行业2000—2018年的低碳经济效率进行测算,并结合实证结果提出了有针对性的政策建议。研究结果表明：①中国能源行业的低碳经济效率整体呈上升趋势;②煤炭开采和洗选业依赖大量劳动力,同时兼具燃料燃烧与溢散排放,因此低碳经济效率最低;③石油和天然气开采业效率值呈显著下降趋势,这是由于国际环境不景气导致的行业利润低以及石油天然气行业市场化程度不高;④在低碳发展新格局下石油煤炭和其他燃料加工业效率增速显著;⑤燃气生产和供应业效率值最高,这得益于清洁能源优势与国家政策扶持。

在“碳达峰、碳中和”背景下,碳资产开发是提升节能减排及新能源项目经济效益的重要手段,有利于油气田企业按期实现碳达峰以及新能源业务规模效益发展。为了加快油气田企业绿色低碳转型发展,助力实现“双碳”目标,对国内外碳资产开发体系进行了系统梳理,分析了油气田企业碳资产开发的重点方向,提出了碳资产的开发路径。研究结果表明：① 油气田企业碳资产开发重点方向主要集中于甲烷减排和回收利用、余热余压利用、可再生能源/新能源利用以及二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）等类型项目;② 大型风光电等并网可再生能源类型项目可筹备申请国家CCER,不上网的小型分布式光伏、地热源利用等可再生能源类型项目,以及余热余压等自用项目,伴生气回收、逸散甲烷回收等油气田自身减排类型项目可以同步考虑UER项目和VCS项目;③ 油气田伴生气回收利用类项目,目前只有针对油田的减排方法学,气矿类项目需要做适当优化,余压余热利用、可再生能源和新能源利用的减排机制及方法学已经非常成熟,CCUS建议联合第三方开发新的方法学;④ 建议油气田企业提前摸底企业碳资产可开发资源,建立专业的碳资产开发管理团队,因地制宜及时启动减排项目开发。

油气田拥有丰富的压力能资源,开发利用天然气余压发电项目潜力较大,由于当前技术和装备仍不够成熟,影响了余压发电项目的规模效益开发,迫切需要通过碳资产开发来提升项目的经济性。为了推动天然气余压发电产业的健康可持续发展,助力油气田企业如期实现“双碳”目标和新能源业务规模效益发展,对油气田余压发电项目碳资产开发进行了可行性评估,测算了碳资产开发对天然气余压发电项目收益的影响,分析了项目碳资产开发的可行性。研究结果表明：① 参考当前碳市场价格,天然气余压发电的单位装机年减排收益达到188元/kWh,远高于陆上风电和光伏项目,但其单位投资年减排收益低于陆上风电项目,与光伏项目基本持平;② 从方法学、额外性、监测可行性、减排量及收益评估等四个方面论证了余压发电项目碳资产开发的可行性;③ 天然气余压发电项目碳资产开发及监测管理在技术角度不存在困难, 但因项目规模较小,单个项目开发收益不具经济可行性,可采取多个项目可研方案整体设计,碳资产捆绑开发;④ 通过特殊类型项目开发规则完善、建立适合我国“双碳”工作发展策略的正面技术清单、采用数字化管理方式提升开发效率、碳金融工具的应用等4方面举措来推动余压发电碳资产开发。